Villegas Quiroga, Carlos - Autor/a; Autor(es)
Privatización de la industria petrolera en Bolivia : trayectoria y efectos tributarios En:
La Paz Lugar
PLURAL Editores
CIDES-UMSA, Posgrado en Ciencias del Desarrollo
Editorial/Editor
2004 Fecha
Colección
Regalías; Contratos; Hidrocarburos; Proyecto de ley; Bolivia; Temas
Capítulo de Libro Tipo de documento
http://bibliotecavirtual.clacso.org.ar/Bolivia/cides-umsa/20120903011735/cap8.pdf URL
Reconocimiento-No comercial-Sin obras derivadas 2.0 Genérica http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/2.0/deed.es
Licencia
Segui buscando en la Red de Bibliotecas Virtuales de CLACSO http://biblioteca.clacso.edu.ar
Consejo Latinoamericano de Ciencias Sociales (CLACSO) Conselho Latino-americano de Ciências Sociais (CLACSO)
Latin American Council of Social Sciences (CLACSO) www.clacso.edu.ar
C
APÍTULO
VIII
El movimiento social,
la caída de Sánchez de Lozada
y las promesas de Carlos Mesa
Se analiza aquí, detalladamente, el proyecto de Ley de Hidrocarburos elaborado por el gobierno de Carlos Mesa y se lo contrasta con las reivindicaciones sociales que susten-taron el movimiento social de octubre de 2003.
1. El segundo gobierno de Gonzalo Sánchez
de Lozada (2002-2003)
Gonzalo Sánchez de Lozada, a la cabeza del Movimien-to Nacionalista Revolucionario (MNR), participó por tercera vez como candidato a la Presidencia en las elecciones nacio-nales de junio de 2002. Como no obtuvo la mayoría abso-luta en esos comicios, fue en el Congreso Nacional –con el apoyo del Movimiento de la Izquierda Revolucionaria (MIR), fundamentalmente– donde logró acceder, por se-gunda vez, a la Presidencia de la República. En la campaña electoral, el también jefe del MNR presentó una propuesta, convertida luego en Programa de Gobierno, que se resume en los siguientes puntos:
i) Restitución del pago del Bono de Solidaridad (Bonosol).
Concebido en la primera gestión de gobierno de Sánchez de Lozada (1993-1997), reformulado durante el Gobierno de Hugo Banzer (1997-2000) y destinado a la tercera edad, el Bonosol, además de constituirse en parte central de la política social del MNR, se convirtió en un efectivo mecanismo de convocatoria electoral. Su pago proviene de los dividendos que obtienen las empresas capitaliza-das y que entregan al Fondo de Capitalización Colectiva (FCC) del reformado sistema de Seguridad Social (pen-siones). Esos dividendos, sin embargo, nunca lograron cubrir el monto requerido para hacer efectiva su cancela-ción. En promedio, las citadas empresas entregaron 40 millones de dólares por año. Para el pago del Bonosol se requieren 90 millones de dólares. Para subsanar ese défi-cit, el segundo gobierno de Sánchez Lozada fusionó el mencionado FCC y el Fondo de Capitalización Individual (FCI), poniendo en riesgo las rentas de jubilación de los actuales trabajadores que aportan al segundo de esos fondos.
ii) Implantación del Seguro Universal Materno Infantil (SUMI). El principal objetivo de esta medida fue la ampliación –pretendidamente “universal”– de la co-bertura y las prestaciones médicas a madres y niños. Funcionó con recursos de los municipios y sus resulta-dos son relativos y altamente cuestionables.
iii) Obras con Empleos. La ejecución de esta propuesta, la más publicitada en el periodo electoral, requería la suma de 4.500 millones de dólares. Su financiamiento procedía de fuentes externas y donaciones. El programa consistía en la construcción de carreteras, dotación de energía eléc-trica y ejecución de planes de riego en el área rural, especialmente en el altiplano, instalación domiciliaria de gas y construcción de viviendas de corte popular. La profundidad de la crisis económica, las fuertes
limitacio-nes presupuestarias y la imposibilidad de contar con fondos de contrapartida, impidieron que este programa supere la etapa de su planificación (excepto la instalación de gas domiciliario, que sí dio sus primeros pasos). En general, Sánchez de Lozada y su equipo económico fue-ron incapaces de percibir y aprehender la dimensión de la crisis económica para enfrentarla con programas y políticas acordes a esta situación.
iv) Hospital de Empresas. En pocas palabras, el objetivo de este programa era apoyar la recuperación de empre-sas consideradas “viables” y cancelar aquellas que no lo fueran. El programa adquirió forma en la Ley de Reestructuración Voluntaria de Empresas que consistía, sustancialmente, en la suscripción de contratos de tran-sacción entre aquellas empresas consideradas “viables” y sus deudores y acreedores. Las empresas consideradas “viables” eran aquellas que, luego de una evaluación, fueran capaces de reestructurar sus deudas con el siste-ma bancario con el apoyo del Estado. La citada ley facilitaba los mecanismos de liquidación de las empresas que no calificaran para el proceso de reestructuración. Esta propuesta, concebida bajo los lineamientos bá-sicos del ajuste estructural, estaba dirigida, una vez más, a apoyar la recuperación de un reducido números de empresas, las denominadas “grandes”, sólo un 5% del total. Como todas las propuestas de Sánchez de Lozada, el “Hospital de Empresas” sólo pudo formular-se en sus líneas básicas, con resultados extremadamen-te parciales.
Como no había sucedido nunca en más de 20 años de democracia en Bolivia, el segundo gobierno de Sánchez de Lozada apenas pudo sostenerse durante 14 meses de los 60 que supone una gestión de gobierno de cinco años. Por supuesto, en ese corto periodo se hizo evidente la
imposi-bilidad de formular un programa de gobierno coherente. La conformación de la alianza gubernamental –con el MIR
desde el inicio y con la posterior incorporación de Nueva Fuerza Republicana (NFR)– no contribuyó a la mejora sus-tancial del escuálido programa presentado por Sánchez de Lozada en tiempo de elecciones. La crisis económica, en medio de un proceso de deterioro político permanente, se mantuvo intocada con su natural consecuencia de malestar social sobre amplios sectores del país. Junto a todo ello, comenzó a crecer la reivindicación y la discusión sobre la propiedad de los recursos hidrocarburíferos.
La única y tímida respuesta que ofreció el gobierno de Sánchez de Lozada respecto de este último punto, en tér-minos de realizaciones gubernamentales concretas, fue el inicio del programa de instalación domiciliaria de gas na-tural, especialmente en la ciudad de El Alto. En esa misma línea, como parte de una promesa electoral y debido a la presencia del MIR en la alianza gubernamental, el gobierno más breve de la democracia boliviana acordó revisar el proceso de Capitalización de las empresas públicas. Con ese propósito, se incorporó en el Ejecutivo la figura del Delegado Presidencial para la Revisión y Mejora de la Capitalización.
Como ya se ha señalado en este trabajo, la tarea del mencionado Delegado Presidencial transparentó la infor-mación sobre el proceso de Capitalización a través de la publicación de una serie de “Cuadernos”, un hecho indu-dablemente significativo respecto de la exigencia nacional de conocer los resultados que arrojó ese proceso, especial-mente en el Sector Hidrocarburos. La siguiente fase de la tarea encargada al Delegado, entendida como la revisión y mejora de la Capitalización, no logró plasmarse en realiza-ciones concretas.
En general, el segundo gobierno de Sánchez de Lozada mostró una posición tremendamente inflexible y ortodoxa
respecto de una posible y necesaria reconducción de las reformas estructurales realizadas durante su primer go-bierno. Eso es lo que ocurrió en el caso de la modificación de la normativa vigente en el Sector Hidrocarburos, una demanda cada vez más creciente en importantes sectores y regiones de la sociedad que el ex Presidente nunca estuvo dispuesto a escuchar.
Muy pocos meses después de la asunción de Sánchez de Lozada (6 de agosto de 2002), se hizo evidente cuán distinto fue para él gobernar con un fuerte y decisivo apo-yo parlamentario –un apoapo-yo que en su primera gestión (1993-1997) le permitió definir una nueva institucionalidad y privatizar los recursos naturales– y una segunda versión de su gobierno de apenas 14 meses en el que contó con un precario apoyo parlamentario como producto del surgi-miento, en las elecciones de junio de 2002, de nuevas fuer-zas política en el escenario político nacional.
Paradójicamente, las reformas estructurales decididas por Sánchez de Lozada entre 1993 y 1997 se constituyeron en las causas que socavaron su gobierno, lo sepultaron políticamente y lo expulsaron del país. Esas reformas pro-vocaron, en términos sintéticos, dos fenómenos hoy toda-vía vigentes: a) el insostenible déficit fiscal provocado por los exiguos recursos que provienen de los impuestos que pagan las empresas petroleras y por la reforma de la Segu-ridad Social de largo plazo que implicó una también insos-tenible obligación asumida por el TGN para el pago de jubilaciones a los ciudadanos bolivianos del antiguo siste-ma previsional; b) la Capitalización y privatización de los recursos hidrocarburíferos, ocho años después de su ejecu-ción, ha convocado y articulado la reacción de un impor-tante sector de la sociedad boliviana que concibe que el Estado boliviano ha perdido los derechos de propiedad sobre esos recursos y sobre el uso de los excedentes econó-micos que genera.
1 Evo Morales en el MAS, Felipe Quispe en el MIP, Jaime Solares en la COB, Roberto de la Cruz en la COR de El Alto y Mauricio Cori en las Juntas Vecinales de El Alto.
2. Octubre 2003
No es propósito de este trabajo explicar las causas que provocaron la rebelión producida en el país en octubre de 2003. Nos interesa, sin embargo, abordar este singular mo-mento histórico a partir de la significación que tuvo en su desarrollo la discusión sobre el destino del gas natural. Efectivamente, lo peculiar en este movimiento fue que la recuperación de la propiedad de los recursos hidrocarburí-feros convocó y articuló a una parte significativa de la sociedad boliviana.
La insurgencia popular de octubre no tuvo una direc-ción política única ni objetivos claros en términos de bus-car desemboques políticos distintos a la institucionalidad vigente. Sin embargo, los partidos políticos que jugaron un papel activo fueron el Movimiento al Socialismo (MAS) y el Movimiento Indígena Pachacuti (MIP). Asimismo, las prin-cipales organizaciones sociales que protagonizaron un rol importante fueron la Central Obrera Boliviana (COB), la Confederación Sindical Única de Trabajadores Campesi-nos de Bolivia (CSUTCB), la Central Obrera Regional de la ciudad de El Alto (COR) y, fundamentalmente, las Juntas Vecinales de esa ciudad, cada una de ellas encabezadas por sus respectivos dirigentes1.
En relación al debate nacional sobre los hidrocarburos, los hechos producidos en octubre evidenciaron claramente la existencia de dos posiciones completamente antagónicas. La primera, asumida por el movimiento social, planteó insisten-temente la urgencia de recuperar los derechos de propiedad del gas y el petróleo, la industrialización de esos recursos, la oposición a la exportación de gas natural por puertos
chile-nos y un significativo incremento de los ingresos que provie-nen de la industria hidrocarburífera con destino al Tesoro General de la Nación (TGN). La segunda posición, abanderada fundamentalmente por los comités cívicos de las ciudades de Tarija y Santa Cruz, y por agrupaciones de empresarios cruceños, considera imprescindible mantener el actual régi-men jurídico en el Sector Hidrocarburos para garantizar la realización de los proyectos de exportación, especialmente el de la venta de gas natural a México y Estados Unidos. Respal-dando esta segunda posición, el Comité Cívico tarijeño, poco antes del desenlace de los conflictos en octubre, organizó una marcha en la ciudad de Tarija que convocó, por primera vez, a miles de ciudadanos.
El grado de polarización al que llegó el país en los días de octubre, evidenciado no sólo por las dos posiciones an-tes descritas sino por la contradicciones existenan-tes dentro de cada una de esas posiciones –cívicos tarijeños frente a cívicos chaqueños, por ejemplo–, se explica, entre otras ra-zones, por el pésimo manejo de la problemática del gas natural y del proyecto de exportación a Estados Unidos y México durante de los gobiernos de Hugo Banzer, Jorge Quiroga y del propio Sánchez de Lozada.
El primer resultado político de ese agudo proceso de polarización fue, precisamente, la renuncia de Gonzalo Sánchez de Lozada a la Presidencia de la República, el 17 de octubre de 2003, luego de los dramáticos hechos sucedidos en la ciudad de El Alto. Dicha renuncia, aceptada en el Congreso Nacional, posibilitó la asunción del vicepresidente Carlos Mesa en el mando de la nación, siguiendo las normas de la sucesión constitucional. Ese mismo día, el viernes 17 de octu-bre, el nuevo Presidente se comprometió, ante el movimiento popular que en esas horas celebraba la caída de Sánchez de Lozada, a llevar adelante dos medidas concretas en el campo de los hidrocarburos: un referéndum vinculante para definir el destino del gas natural y la elaboración de una nueva Ley
de Hidrocarburos. Dicho compromiso fue ratificado poco después, el 4 de enero de 2004, en un mensaje del Presidente a la nación. En ese mensaje, además, Carlos Mesa le puso fecha al referéndum (28 de marzo, 2004) y a la presentación del proyecto de una nueva Ley de Hidrocarburos al Congreso (31 de enero, 2004). Sin embargo, fue mucho después, el 13 de abril de 2004, cuando quedó definida la fecha del referéndum (18 de julio de 2004) y cuando se conoció la versión final de la nueva Ley de Hidrocarburos (14 de abril de 2004).
A pesar de fijada la fecha del referéndum, no existe aún definición alguna sobre sus objetivos y contenidos. En un principio, poco después de los conflictos sucedidos en octu-bre de 2003, se consideraba que esta consulta definiría el futuro de la exportación de gas natural. La supuesta cancela-ción del proyecto de venta a México y Estados Unidos impul-sado por el consorcio Pacific LNG, debido a un acuerdo al que arribaron los probables compradores del gas boliviano con otros proveedores, supuso la necesidad de cambiar la orien-tación de la consulta. Sin embargo, entre febrero y marzo de 2004, una de las empresas integrantes del mencionado con-sorcio, Repsol YPF, informó que el proyecto de venta de gas al Norte seguía vigente, hecho que reactualiza uno de los pro-bables contenidos del referéndum: la exportación y el puerto de salida del energético.
Pero además de los seguramente estudiados posicio-namientos de las empresas petroleras transnacionales respecto de sus proyectos de exportación en nuevas condiciones polí-ticas, existen al menos dos elementos que complejizan aún más el panorama de la consulta sobre el destino del gas natural. Uno de ellos tiene que ver con la postura asumida por el gobierno de Carlos Mesa frente a Chile respecto de la añeja reivindicación marítima boliviana. El segundo elemento a considerar es la cada vez más evidente necesidad de nuevos mercados para la provisión de gas natural que tienen Chile y Argentina.
A diferencia de sus antecesores inmediatos, Carlos Mesa ha planteado abiertamente y en diversos foros internacio-nales, la más que centenaria exigencia boliviana a Chile de un acceso soberano al océano Pacífico. El país vecino, por su parte, ha reiterado su viejo e inflexible discurso de ne-garle a Bolivia soberanía alguna en su actual territorio. Si a este primer elemento se le añade la cada vez más inocultable necesidad de Chile y de Argentina de proveerse de otras fuentes de gas natural, especialmente porque el segundo de los países mencionados se encuentra en el dilema de cumplir sus compromisos de venta a Chile o atender la creciente demanda interna del energético, el cuadro parece favorecer notablemente a los intereses de Bolivia y podría esclarecer los contenidos del anunciado referéndum. A nuestro juicio, el actual gobierno debería aprovechar estas circunstancias y consultar a los bolivianos si estamos de acuerdo en venderle gas a Chile y exportar a través de un puerto chileno bajo la condición de que el país vecino conceda a Bolivia una salida soberana al mar. Nos parece que éste debiera ser el contenido central del referéndum. No hacerlo así, no aprovechar la circunstancia actual, sig-nificaría cometer un error histórico.
Respecto a la nueva Ley de Hidrocarburos, el gobierno de Carlos Mesa parece haber optado por aislarse del movi-miento social. El hecho de preparar y definir el diseño y contenidos de la citada ley en el marco restringido de las instancias gubernamentales, sin la participación de los sec-tores sociales en busca de un acuerdo nacional, así lo con-firma. Pero además, el gobierno decidió presentar y discu-tir su proyecto de ley, en primer lugar, con las empresas petroleras extranjeras, lo que nos señala que sus conteni-dos se definirán en función del grado de aceptación de estas empresas. No debería ser necesario señalar que las transnacionales del petróleo y el gas nunca en la historia asociaron sus intereses a los de los países en los que
ope-ran; debería estar absolutamente claro que estas empresas actúan en base a un sólo propósito: precautelar y defender a ultranza sus márgenes de ganancia. Hay que recordar aquí estos preceptos porque el gobierno de Carlos Mesa parece haberlos olvidado, hay que recordarlos porque su olvido podría derivar en que el proyecto de nueva Ley de Hidrocarburos se distancie del conjunto de reivindicaciones planteadas en octubre.
3. Proyecto de Ley de Hidrocarburos del gobierno
de Carlos Mesa
Una serie de tropiezos políticos ha impedido que el Gobierno presente al Congreso el proyecto de Ley de Hidro-carburos el 31 de enero de 2004, tal como había sido anun-ciado. La sinuosa negociación previa con las empresas pe-troleras, las dificultades surgidas en el Parlamento para la aprobación de un par de impuestos destinados a cerrar parcialmente la brecha fiscal, la oposición de los empresa-rios a estos impuestos, la sucesiva renuncia de dos minis-tros a cargo del tema hidrocarburífero y las dificultosas relaciones entre el Poder Ejecutivo y el Legislativo, son algunos de los episodios que impidieron la mencionada presentación y el tratamiento de ese proyecto de ley en el Congreso Nacional.
Recién el 14 de abril de 2004 el gobierno presidido por Carlos Mesa presentó el proyecto de Ley de Hidrocarburos cuyo contenido está distribuido en 13 Títulos y 109 artícu-los. El procedimiento que se seguirá hasta su aprobación final será, primero, la presentación por parte del Ministro de Minas e Hidrocarburos a los diferentes sectores sociales y regiones del país. Inmediatamente después, el Proyecto de Ley será presentado al Congreso Nacional para su trata-miento y aprobación.
En términos generales, el proyecto de Ley de Hidrocar-buros del presidente Mesa apuesta a la consolidación y desa-rrollo de proyectos de exportación e industrialización con los mercados de Brasil, Argentina y México y, asimismo, busca la articulación de esos proyectos con el mercado interno.
3.1 Cadena hidrocarburífera
El Artículo 11 del proyecto de Ley de Hidrocarburos del gobierno precisa y amplía los conceptos y definiciones de las diferentes fases que componen la cadena hidrocarburífera (Gráfico Nº 17). Por su importancia, transcribimos la defini-ción de cada una de estas fases tal como están señaladas en el citado proyecto de ley:
Exploración. Es el reconocimiento geológico de superficie, levantamientos aereofotogramétricos, topográficos, gravimétricos, magnetométricos, sismológicos, geoquímicos, perforación de po-zos y cualquier otro trabajo tendiente a determinar la existencia de hidrocarburos en un área o zona geográfica.
Explotación. Es la perforación de pozos de desarrollo y de producción, tendido de líneas de recolección, construcción e ins-talación de plantas de Almacenaje, de procesamiento y separa-ción de líquidos y licuables, de recuperasepara-ción primaria, secunda-ria y mejorada y toda otra actividad en el suelo y en el subsuelo dedicada a la producción, separación, procesamiento, compre-sión y almacenaje de hidrocarburos.
Refinación. Son los procesos que convierten el Petróleo en productos denominados carburantes, combustibles, lubricantes, grasas, parafinas, asfaltos, solventes, GLP (Gas Licuado de Pe-tróleo) y los sub-productos y productos intermedios que generen dichos procesos.
Industrialización. Son las actividades de transformación quí-mica de los hidrocarburos y los procesos industriales que tienen por finalidad añadir valor agregado al Gas Natural: Petro-químicos, Gas a Líquidos (GTL), producción de fertilizantes, úrea, amonio y metanol. A efectos de la presente Ley, la licuefac-ción de Gas Natural se considera como proyecto de industriali-zación.
Transporte. Es la actividad de trasladar Hidrocarburos, Pro-ductos Refinados de Petróleo y GLP de un lugar a otro por medio de tuberías, utilizando instalaciones complementarias y otros medios. Se excluye de esta definición la distribución de gas por redes y líneas de recolección.
Almacenaje. Es la actividad de acumular hidrocarburos, pro-ductos refinados de Petróleo y GLP en tanques estacionarios para su comercialización.
Comercialización de productos resultantes de la explota-ción. La compra-venta de Petróleo, Gas Natural, GLP de Plantas y otros hidrocarburos medidos en el Punto de Fiscalización.
Comercialización de productos refinados de Petróleo e industrializados. La compra-venta de productos resultantes de los procesos de refinación de petróleo e industrialización.
Distribución de Gas Natural por Redes. Es la actividad de proveer Gas Natural, en calidad de servicio público, a los usua-rios del área de concesión, además de construir las redes, admi-nistrar y operar el servicio bajo los términos indicados en la presente Ley. Gráfico No 17 Cadena Hidrocarburífera Exploración Explotación o Producción Refinación Transporte Almacenaje Distribución de gas natural por redes
UPSTREAM DOW STREAMN Industrialización Comercialización Exportación Mercado Interno
3.2 Propiedad de los hidrocarburos y Contratos
En el Artículo 3 del proyecto de ley se retoma el principio enunciado en la Constitución Política del Estado sobre la propiedad de los hidrocarburos y se señala que el Estado tiene “el dominio directo, inalienable e imprescriptible” sobre los yacimientos de hidrocarburos. Asimismo, en el mismo artículo, se establece enfáticamente que “ninguna concesión o contrato podrá conferir la propiedad de los yacimientos de hidrocarburos”.Estos conceptos relativos a la propiedad de los hidrocar-buros, enunciados así, con la necesaria claridad –“ninguna concesión o contrato podrá conferir la propiedad de los yaci-mientos de hidrocarburos”–, sólo pueden ser calificados como tales, como meros enunciados, declarativos y discursivos, puesto que en el Artículo 99 del mismo proyecto de ley, bajo el título “De los Contratos de Riesgo Compartido y de las Actividades Petroleras Vigentes”, se establece que “Los con-tratos y concesiones que hubiesen sido suscritos u otorgados bajo la Ley 1689, se regirán por aquella y sus reglamentos vigentes a la fecha de la promulgación de la presente Ley”.
Este último artículo del proyecto de ley –el Nº 99– deja claro que los actuales contratos de Riesgo Compartido, firma-dos bajo el amparo de la Ley de Hidrocarburos 1689 de Gonzalo Sánchez de Lozada, tienen plena vigencia. Son éstos, precisamente, los contratos que han provocado el debate nacional sobre la propiedad de los hidrocarburos. Son estos los contratos que, en su cláusula tercera, conceden la propie-dad de los hidrocarburos a las empresas petroleras transnacio-nales. Por eso, afirmamos que el Artículo 3 del proyecto de ley que analizamos, el que se refiere a la propiedad de los hidrocarburos, es meramente declarativo y discursivo.
El proyecto de nueva Ley de Hidrocarburos del gobier-no de Carlos Mesa, por tanto, mantiene en vigencia los actuales contratos de Riesgo Compartido, lo que quiere
2 Empresa Nacional del Petróleo, Colombia. Arce Rojas, Consultores & Cia. Ltda. Bogotá, 2003.
decir que las actuales condiciones en las que operan las empresas petroleras extrajeras no sufren modificación de ninguna naturaleza, se mantienen vigentes por 40 años y comprometen las reservas certificadas (Probadas y Proba-bles) que alcanzan al 1 de enero de 2004 a 54,9 TCF. No ha sido ésta, precisamente, una de las reivindicaciones plan-teadas en octubre de 2003.
3.3 Contratos
A lo largo de la historia de la industria petrolera surgie-ron –de acuerdo a diferentes circunstancias– varios diseños de contratos de Exploración y Explotación, cada uno de ellos con diversos contenidos, pero todos concebidos con especial énfasis en los derechos de propiedad de los hidrocarburos. En general, estos contratos pueden clasificarse en dos gran-des grupos:
Contratos basados en Sistemas Concesionarios
En este tipo de contratos, el derecho de propiedad de los hidrocarburos le corresponde a las empresas concesionarias, tal como sucede con los contratos de Riesgo Compartido vigentes en Bolivia. Se denominan también Contratos de Concesión Moderna y sus principales características son2 las siguientes:
• El Concesionario adquiere el derecho de propiedad so-bre el área concesionada.
• El Concesionario disfruta de un control integral de la operación.
3 Fuente: www.dpc.gov.bo
• El Estado interviene sólo para cobrar impuestos, rega-lías y participaciones.
• Este tipo de Contratos requieren mucha fiscalización por parte del Estado, porque éste se dedica, fundamental-mente a cobrar impuestos, regalías y participaciones. Contratos basados en Sistemas Contractuales
Lo peculiar de estos contratos es que el Estado mantie-ne el control de los derechos de propiedad sobre los recur-sos hidrocarburíferos. Este tipo de contratos aparecieron en la segunda mitad del siglo XX, contienen menores exi-gencias de fiscalización por parte del Estado y se pueden clasificar en tres grupos:
1. Contratos de Producción Compartida: Vigentes desde los años 60, se caracterizan porque los ingresos remanentes después del pago de regalías y la recuperación de costos, son repartidos entre la compañía estatal y el contratista. Los principios generales de este Contrato son3:
• La compañía estatal es responsable por la administra-ción de las operaciones.
• El contratista provee toda la asistencia financiera y técnica requerida para las operaciones petroleras. • El contratista corre con todos los riesgos de los costos
operativos.
• El contratista deberá recuperar todos sus costos opera-tivos después del inicio de la producción comercial. • El remanente de la producción después de las deducciones
de los costos operativos es compartido entre la compañía estatal y el contratista.
4 Empresa Nacional del Petróleo, Colombia. Arce Rojas, Consultores & Cia. Ltda.. Bogotá, 2003
• El contratista prepara anualmente un programa de trabajo y un presupuesto a ser acordado con la compa-ñía estatal.
2. Contratos de Servicios: Surgen en la década los años 70 y su peculiaridad, retratada plenamente en su nom-bre, consiste en que son acuerdos contractuales en los que el contratista ofrece sus servicios sin riesgo. Sus principales características son las siguientes4:
• Son contratos que le otorgan al contratista unos pocos derechos en el área de servicios explorada.
• Le otorgan al Estado la facultad de tomar el control directo sobre las estrategias de desarrollo y producción. • Se paga al contratista en dinero, no con petróleo, aunque
existen cláusulas de opción de compra de producción. • El Estado tiene plena propiedad sobre los hidrocarburos. • El Estado tiene control directo sobre su explotación y
producción.
3. Contratos Híbridos: Se los conocen desde la década de los años 80 y, tal como su nombre lo indica, son una combinación de los dos tipos de contratos menciona-dos anteriormente, es decir, son contratos de riesgo y con derecho a compartir gerencia y producción. Una visión aún más precisa de las características de los contratos reseñados la ofreció la empresa petrolera france-sa Total Fina Elf en el IV Congreso de la Asociación Mexica-na para la Economía Energética (AMEE), llevado a cabo en junio de 2001 (Cuadros 59 y 60).
ACUERDOS DE CONTRATOS DE CONTRATOS DE CONCESIÓN PRODUCCIÓN SERVICIO
COMPARTIDA
Descripción El Concesionario Generalmente, es Generalmente, es General detiene los derechos un contrato por el un contrato para el
exclusivos de cual se explora una zona desarrollo y explotación Exploración y Producción. de gran cobertura de un campo existente. y en caso de un El Estado controla, En ciertos casos, descubrimiento mediante la compañía el Estado participa en se define una zona de Estado, los planes una asociación con más pequeña de de desarrollo y los niveles compañías privadas y desarrollo en colaboración de inversión. tiene parte de la producción con la compañía de Estado
Títulos sin tomar el riesgo El Estado detiene El Estado detiene Derechos exploratorio (“carrying”). los derechos los derechos
Mineros Mineros. Mineros.
Activos e Propiedad del La compañía de Estado El Estado posee instalaciones Concesionario. posee los activos los activos y las y las instalaciones. instalaciones.
Fuente: TOTAL FINA ELF - IV Congreso de la Asociación Mexicana para la Economía Energética (AMEE), Junio 2001.
Cuadro No59
Contratos Basados en Sistemas Concesionario y Contractuales Parte I
Cuadro No 60
Contratos Basados en Sistemas Concesionario y Contractuales Parte II
ACUERDOS DE CONTRATOS DE CONTRATOS DE CONCESIÓN PRODUCCIÓN SERVICIOS
COMPARTIDA
Riesgos y El concesionario corre El contratista corre el Generalmente, es un contrato Costos todos los riesgos: riesgo exploratorio, técnico para el desarrollo y
explo-exploratorio, técnico y y financiero. tación de un campo existente financiero. Los costos del Contratista (sin riesgo exploratorio).
son reembolsados con Se reembolsa los parte de la gastos al contratista. producción (“cost-oil”). Si se incluye una fase Exploratoria, se trata de un Contrato de Servicio
Una primera constatación frente a este conjunto de contratos existentes en el ámbito petrolero mundial: varias alternativas y peculiaridades distintas, pero todas ellos centradas en los derechos de propiedad sobre los hidro-carburos. Sobre este último aspecto, dos principales va-riantes: los Contratos de Concesión son los que traspasan la propiedad a favor de las empresas extranjeras, mientras que los Contrato Contractuales y sus diferentes modalida-des, mantienen la propiedad en manos del Estado.
Segunda constatación: frente a esa variedad de contra-tos, los diseñadores y operadores del actual régimen hidrocarburífero vigente en el país y de la Capitalización de YPFB optaron exclusivamente por los Contratos de Con-cesión (los actuales Contratos de Riesgo Compartido) des-echando los Contratos Contractuales, a pesar de su plena vigencia en varios países del ámbito petrolero mundial.
En el proyecto de Ley de Hidrocarburos que aquí anali-zamos, se establecen cuatro tipos de contratos para la
explo-ACUERDOS DE CONTRATOS DE CONTRATOS DE CONCESIÓN PRODUCCIÓN SERVICIOS
COMPARTIDA
Acceso a EL concesionario detiene El Estado posee las reservas. El Estado posee las reservas. Hidrocarburos los derechos sobre La producción remanente El contratista percibe su
Distribución las reservas y la libre después del reembolso de los compensación financiera de Ganancias disposición de los hidro- gastos se reparte entre el mediante el pago de una carburos producidos. Estado y el contratista bajo tarifa fija. El contratista puede El concesionario paga términos negociados entre Eventualmente accesar a la regalías e impuestos al ambas partes (“Profit-Oil”), producción mediante un
Estado. en función de una tasa contrato de compra/venta constante o de la producción de petróleo.
acumulada o de un retorno histórico, etc.
Ejemplos Argentina, USA, UK Indonesia, Angola, Libia Venezuela, Arabia Saudita (existe una amplia variedad en (Aramco), Irán (“buy-back”).
las condiciones específicas de cada contrato).
Fuente: TOTAL FINA ELF - IV Congreso de la Asociación Mexicana para la Economía Energética (AMEE), Junio 2001.
ración, explotación y comercialización de hidrocarburos: Con-tratos de Desarrollo Compartido; ConCon-tratos de Producción Com-partida; Contratos de Operación; y Contratos de Asociación.
Bajo la clasificación de contratos descrita en este acápite, los mencionados cuatro contratos de la propuesta de ley corresponden tanto a Contratos de Concesión como a Con-tratos Contractuales, hecho que podría ser beneficioso para el país porque se abre un abanico de posibilidades para el Estado boliviano -especialmente respecto de los derechos de propiedad sobre los hidrocarburos- y no se cierran las opciones en un sólo modelo de contrato, tal como ocurre en el actual marco jurídico.
3.3.1 Contrato de Desarrollo Compartido
Los artículos 10 y 33 del proyecto de Ley establecen que el Contrato de Desarrollo Compartido es “el Contrato de la modalidad riesgo compartido, definido en el Capítulo V de la Ley 1182 de 7 de septiembre de 1990, a ser suscrito con YPFB, por el cual una persona individual o colectiva, nacional o extranjera, pública o privada ejecuta con sus propios medios y por su exclusiva cuenta y riesgo, las actividades de explora-ción, explotación y comercialización de hidrocarburos”.
La Ley de Inversiones Nº 1182 a la que hace referencia el proyecto de ley, en sus artículos 16, 17, 18 y 19, reconoce las inversiones conjuntas entre inversionistas nacionales y/o ex-tranjeros, bajo la modalidad de Riesgo Compartido (Joint Venture) u otras. Según la Ley de Inversiones, “las sociedades constituidas en el país, las entidades del Estado, incluyendo las empresas autárquicas así como las personas naturales, nacionales o extranjeras, domiciliadas o representadas en el país, pueden asociarse entre sí mediante Contratos de Riesgo Compartido para toda actividad permitida por Ley. Los de-rechos y obligaciones de Riesgo Compartido se rigen por lo acordado en el respectivo contrato”.
Tal como el proyecto de ley presenta este tipo de contra-tos, queda claro que los“Contratos de Desarrollo Comparti-do” no son otra cosa que los Contratos de Riesgo Compartido que establece la Ley de Inversiones Nº 1182, es decir, los que están en plena vigencia. El proyecto de ley del gobierno sólo les cambia el nombre y, como ya se ha señalado aquí, son contratos que Carlos Mesa ha decidido mantener. La única diferencia respecto del pasado inmediato, es que el modelo de Contrato de Riesgo Compartido estaba preestablecido por el Decreto Supremo 24806, recientemente derogado por el gobierno de Mesa. Esto querría decir que, en el futuro, los Contratos de Desarrollo Compartido –los que establece el proyecto de ley– se definirán en nuevas condiciones.
Respecto de las obligaciones del Titular de un Contrato de Desarrollo Compartido, el Artículo 35 del proyecto de ley determina que dicho titular “está obligado a pagar las rega-lías, participaciones e impuestos establecidos en la presente Ley y, de corresponder, los impuestos del régimen general establecidos en la Ley Nº 843, sus normas complementarias y reglamentos”.
3.3.2 Contrato de Producción Compartida
El Artículo 36 del proyecto de ley define como Contrato de Producción Compartida al “Contrato suscrito con YPFB, por el cual una persona individual o colectiva, nacional o extranjera, ejecuta con sus propios medios y por su exclusi-va cuenta y riesgo las actividades de exploración y explota-ción donde YPFB tiene una participación en la producción total y otra en la producción neta, será administrado por una Junta Directiva conformada por dos representantes del Titular y un representante de YPFB”.
Sobre este mismo contrato, en el Artículo 37 se añade: “Las participaciones de YPFB, en la producción total y la neta, serán determinados como porcentajes de los volúmenes de
producción y deberán ser convenidos en el Contrato de Pro-ducción Compartida. La proPro-ducción total será medida en el Punto de Fiscalización5 y será valorada de acuerdo al artículo 65 de la presente Ley [es el artículo que define el pago de Regalías y Participaciones]. La producción neta se determina-rá como la producción total menos los costos de producción”. Finalmente, el Artículo 38 del proyecto de ley señala que “YPFB y el Titular de este Contrato cuando corresponda están obligados a pagar las regalías, participaciones e impuestos establecidos en la presente Ley y de corresponder los impues-tos del régimen general establecidos en la ley No. 843”.
La propuesta del Contrato de Producción Compartida es singular y novedosa. Este tipo de Contrato no tiene pre-cedentes en la historia petrolera ni en la jurisprudencia nacional. La tipología y la forma como el Estado participa-ría de la producción total y neta de los hidrocarburos, y la posibilidad teórica de que los derechos de propiedad esté a favor del Estado boliviano, permitirían soslayar los proble-mas que actualmente están en debate. Este tipo de contra-tos se pondrán en vigencia una vez aprobada la nueva Ley de Hidrocarburos.
5 Es el lugar donde son medidos los hidrocarburos resultantes de la explotación en el campo después que los mismos han sido sometidos a un Sistema de Adecuación para ser transportados.
a) Para campos con facilidades de extracción, el Punto de Fiscalización de la Producción, será a la salida de la planta ubicada antes del Sistema de Transporte y debe cumplir con los requerimientos de adecuación del gas o los líquidos de acuerdo a reglamentación. b) En los campos donde no existan facilidades de extracción de GLP y/o gasolina natural, el Punto de Fiscalización de la Producción será a la salida del sistema de separación de fluidos. Para este efecto, los productores instalarán los instrumentos necesarios como ser: gravitómetros, registradores multiflujo, medidores másicos, cromató-grafos para análisis cualitativos y cuantitativos, registradores de pre-sión y temperatura y todo equipo que permita establecer las cantida-des de GLP y gasolina natural incorporadas en la corriente de Gas Natural despachada.
3.3.3 Contrato de Operación
El Artículo 10 del proyecto de ley define un Contrato de Operación como “el Contrato suscrito con YPFB autárqui-co, por el cual una persona individual o colectiva, nacional o extranjera, pública o privada, en caso de que se ingrese a la fase de explotación, ejecuta con sus propios medios y por exclusiva cuenta y riesgo las actividades de explora-ción y explotaexplora-ción dentro del área materia del contrato, bajo un sistema de retribución”.
El Artículo 39 especifica que “una vez iniciada la pro-ducción, el Contratista está obligado a entregar a YPFB, la totalidad de los hidrocarburos producidos, con la única excepción de los volúmenes utilizados en la producción.
YPFB pagará al Contratista, como única retribución en es-pecie por las operaciones realizadas, un porcentaje de la producción medida en el Punto de Fiscalización. Dicho porcentaje será determinado de acuerdo a las inversiones realizadas, volúmenes de producción y rendimientos téc-nicos y económicos de cada campo. La escala para determi-nar dicha retribución será establecida por reglamentación”. El Artículo 40, además, establece que “YPFB pagará las regalías y participaciones sobre el 100% de la producción entregada por el Contratista y pagará el Impuesto Comple-mentario a los Hidrocarburos (ICH)”. “La transferencia de la producción por parte de YPFB al Contratista -continúa el mismo artículo-, así como la recepción de parte del Contra-tista, en calidad de retribución por el servicio de operación, está gravada por el Impuesto al Valor Agregado (IVA) pero exenta del Impuesto a las Transacciones (IT)”. “Por las ventas realizadas a terceros por parte de YPFB y el Contra-tista, éstos están obligados a pagar, según corresponda, los impuestos del régimen general establecidos en la Ley 843”, finaliza el artículo.
Este tipo de Contrato tiene características similares a los que estaban vigentes bajo la Ley de Hidrocarburos Nº 1194 del 1 de noviembre de 1990. La diferencia radica en el tiempo de vigencia del Contrato: los establecidos en la Ley 1194 fijaban un plazo de 30 años, y el proyecto de ley propuesto por Carlos Mesa establece un plazo de 40 años. Respecto de la necesaria precisión de los derechos de pro-piedad de los hidrocarburos, la Ley 1194 establece clara-mente que dicha propiedad le corresponde al Estado, en la propuesta que analizamos, como ya se ha señalado, el con-cepto de propiedad debería respetar los principios del artí-culo 139 de la Constitución Política del Estado.
3.3.4 Contrato de Asociación
El Artículo 10 del proyecto de ley define un Contrato de Asociación como “el Contrato suscrito entre YPFB autárquico y el Contratista de un Contrato de Operación, para ejecutar las actividades de explotación y comercialización, adoptando el régimen de los Contratos de Asociación Accidental o Cuen-tas en Participación establecidos en el Código de Comercio”. Como este tipo de contrato nos remite al Código de Comercio, citamos el Artículo 365 de dicho Código: “Por el Contrato de asociación accidental o de cuentas en participa-ción, dos o más personas toman interés en una o más opera-ciones determinadas y transitorias, a cumplirse mediante aportaciones comunes. Este tipo de asociación no tiene perso-nalidad jurídica propia”. A su vez, el Artículo 366 del indi-cado Código complementa: “Este Contrato no está sometido a los requisitos que regulan la constitución de las socieda-des comerciales ni requiere de inscripción en el Registro de Comercio”.
A su vez, los artículos 41 al 44 del proyecto de ley del gobierno de Carlos Mesa especifican: “YPFB podrá asociarse con el Contratista de un Contrato de Operación que hubiese
efectuado un descubrimiento comercial mediante un Contra-to de Asociación hasta un 50% de participación”. La adminis-tración y operación de este contrato, establece la propuesta de ley, estarán bajo la responsabilidad de un Operador designa-do por los Asociadesigna-dos.
Respecto del reembolso de YPFB al Contratista, el Artí-culo 42 del proyecto de ley señala: “Para ejercer su opción de asociarse, YPFB reembolsará al Contratista un porcentaje de las inversiones realizadas en exploración desde la firma del Contrato de Operación hasta la declaratoria de comer-cialidad del campo, previo informe de auditoria externa. El monto del reembolso de la inversión determina la partici-pación de YPFB en la asociación”.
Finalmente, el Artículo 44 de la propuesta de ley estable-ce que “El Operador distribuirá a los asociados su participa-ción neta después de regalías, participaciones e impuestos”. El Operador, además, está obligado a pagar regalías, partici-paciones e impuestos y los impuestos del régimen general establecidos en la Ley No. 843.
Todas estas características que propone el proyecto de ley respecto de los Contratos de Asociación son similares a las que estaban en vigencia en el marco de la Ley de Hidrocar-buros Nº 1194 de 1990. La diferencia estriba en que en la Ley 1194, luego de que YPFB suscribía un Contrato de Operación con las empresas o Contratistas, si los resultados de este contrato eran favorables, es decir, si se declaraba un campo como comercial, YPFB tenía la opción de convertir el Contrato de Operación en Contrato de Asociación. En la actual pro-puesta, en cambio, YPFB firma un Contrato de Asociación cuando constata la existencia de significativos niveles de ren-tabilidad en el campo declarado comercial.
Descritos así los cuatro tipos de contratos que establece el proyecto de Ley de Hidrocarburos del gobierno –Contra-tos de Operación, Desarrollo Compartido, Producción Com-partida y de Asociación–, merece la pena detenerse
breve-mente aquí, antes de continuar el análisis de otros aspectos del proyecto.
Un primer aspecto a señalar es que los cuatro contratos entrarán en vigencia a partir de la promulgación de la nueva Ley de Hidrocarburos por parte del Ejecutivo, luego de que sea aprobada por el Congreso Nacional. Un segundo aspecto que debe subrayarse es que, tal como está planteado en el proyecto de ley, las empresas petroleras que actualmente operan en el país bajo Contratos de Riesgo Compartido y que tienen en sus manos los 54,9 TCF de reservas de gas natural certificadas, no tienen obligación alguna de “migrar” hacia los contratos que plantea el proyecto de ley. Dicho de otra forma: el proyecto de ley permite mantener la actual relación contractual entre em-presas y Estado. Así lo establece el Artículo 100 del proyecto de ley del gobierno, cuando señala que “Los Titulares de los Contratos de Riesgo Compartido podrán optar por convertir sus contratos a las modalidades de Desarrollo Compartido, Operación, Producción Compartida o Asociación”.
Bajo este contexto, lo más probable es que las empresas petroleras –apenas se apruebe la nueva ley y seguramente por un largo periodo–, se concentren sólo en las actividades de producción o explotación y en las de comercialización, porque si se embarcaran en nuevas actividades de exploración, ten-drían que hacerlo en base a los contratos que propone el proyecto de ley. Otra posibilidad, en esta misma línea, es que las empresas retomen las actividades de exploración siempre que se aseguren un mercado para la venta del gas.
En consecuencia, los Contratos que propone el Proyecto de Ley del gobierno de Carlos Mesa tendrán una vida real después de los 40 años de vigencia de los actuales Contratos de Riesgo Compartido, es decir, aproximadamente a partir de 2036, siempre y cuando se hayan suscrito estos contratos en 1996. Sólo entonces el Estado boliviano suscribirá contra-tos expresando su carácter de propietario de las reservas y de la producción de líquidos y de gas. Por tanto, la
recupe-ración de la propiedad a favor del Estado boliviano tendrá que esperar cuatro décadas, lo cual se contrapone totalmen-te con las demandas y expectativas del movimiento social ya que se esperaba la reversión de la propiedad de los 54,9
TCF de gas natural en forma inmediata.
Finalmente, creemos que cuando se pongan en plena vigencia los contratos que propone el proyecto de ley del gobierno –siempre que este proyecto sea aprobado por Congreso, por supuesto–, debe modificarse el procedimien-to de suscripción final de esos contraprocedimien-tos entre YPFB y las empresas petroleras. En el proyecto de ley se señala que los modelos de esos contratos serán aprobados por el Poder Ejecutivo. En base a la lamentable experiencia del Decreto Supremo 24806 –ése que delineó la orientación y contenidos de los Contratos de Riesgo Compartido en el gobierno de Sánchez de Lozada, otorgando la propiedad de los hidro-carburos a las empresas transnacionales–, nos parece que debe ser el Congreso Nacional, y no sólo el Ejecutivo, quien apruebe los mencionados contratos.
Para concluir el análisis del tipo de contratos que pro-pone el proyecto de Ley de Hidrocarburos del gobierno de Carlos Mesa, mencionamos otros aspectos que considera-mos relevantes. Entre los artículos 18 al 32 del citado pro-yecto se señala:
• Las controversias que se susciten entre YPFB y los Titu-lares o Contratistas, con motivo de la interpretación, aplicación y ejecución de los de los Contratos se solu-cionarán mediante arbitraje conforme a Ley.
• Las actividades de explotación y exploración serán rea-lizadas a través de los tres principales Contratos indi-cados (Desarrollo Compartido, Producción Comparti-da y Operación); el área de concesión tendrá una ex-tensión máxima de 40 parcelas en Zonas Tradicionales y de 400 parcelas en Zonas no Tradicionales.
• Se asignan nuevas funciones a la Superintendencia de Hidrocarburos; estarán bajo su tuición, por ejemplo, la convocatoria a licitaciones públicas internacionales y la adjudicación de áreas nominadas; quedan prohibi-das las modalidades de contratación por invitación directa o excepción.
• En los contratos mencionados los Titulares o Contratistas deberán comprometerse a la formación y entrenamiento de personal técnico de YPFB y a priorizar la contratación de mano de obra y bienes y servicios nacionales. [Nos parece que las empresas extranjeras no sólo debieran prio-rizar el uso mano de obra e insumos nacionales, debieran ser obligadas a cumplir este cometido; por otra parte, y en base a la experiencia ocurrida en los últimos años, sería prudente incluir en las obligaciones de las empresas transnacionales la necesidad de que articulen sus activi-dades productivas con las empresas nacionales a través de la provisión de productos demandados por las prime-ras a cargo de las segundas; esta medida impulsaría la mejora del aparato productivo nacional]
• En el caso en que el Titular o Contratista quede libera-do de la obligación de efectuar la perforación de al menos un pozo productor en cada una de las parcelas seleccionadas de un campo hidrocarburífero, dicho Ti-tular podrá destinar la inversión destinada a la men-cionada perforación a las siguientes actividades: 1. Proyectos de Industrialización de Gas Natural. 2. Distribución de Gas Natural por redes.
3. Exploración de Áreas no Tradicionales.
3.3.5 Contratos de Riesgo Compartido
Como ya se ha señalado, la propuesta de ley mantiene en plena vigencia los 79 Contratos de Riesgo Compartido
suscritos hasta diciembre de 2002, respetando su contenido y orientación. El Artículo 99 así lo determina: “Los contra-tos y concesiones que hubiesen sido suscricontra-tos u otorgados bajo la Ley 1689, se regirán por aquella y sus reglamentos vigentes a la fecha de la promulgación de la presente Ley”. Esto quiere decir que la propiedad de los hidrocarburos -gracias a estos contratos- seguirá en manos de las empresas extranjeras.
De todas maneras, la propuesta de ley abre la posibili-dad para que dichas empresas opten por suscribir los con-tratos que se establecen en la nueva norma:
“Los Titulares de los Contratos de Riesgo Compartido a que se refiere el artículo precedente, podrán optar por con-vertir sus contratos a las modalidades de Desarrollo Compar-tido, Operación, Producción Compartida o Asociación, esta-blecidas en la presente Ley, en el plazo de ciento ochenta (180) días a partir de la aprobación de los modelos de los contratos y según el procedimiento administrativo a ser esta-blecido por el Ministerio de Minería e Hidrocarburos me-diante Resolución Ministerial”. Cuando se promulgó la ac-tual Ley 1689 las empresas extranjeras tenían la obligación de convertir sus contratos de Operación en Contratos de Riesgo Compartido. La propuesta de Ley de Carlos Mesa, en cam-bio, sólo sugiere a las empresas cambiar optativamente a los Contratos que propone dicha Ley.
3.4 Transporte de Hidrocarburos y Distribución
de Gas Natural por Redes
Los artículos 45 y 46 del proyecto de ley expresan la im-portancia que le asigna la norma, en general, al papel de la Superintendencia de Hidrocarburos. En el Artículo 45 se señala que “Las actividades de Transporte y Distribución de Gas por Redes son servicios públicos sujetos a regulación”. El mismo artículo, más adelante, establece que “Cualquier persona
indi-vidual o colectiva, nacional o extranjera, pública y privada, podrá construir y operar ductos para el Transporte o para la distribución de Gas Natural por Redes, debiendo, para el efec-to, obtener de la Superintendencia de Hidrocarburos la conce-sión administrativa correspondiente. Dicha conceconce-sión en nin-gún caso podrá exceder los 40 años”. La Superintendencia de Hidrocarburos, por tanto, es la única institución llamada a otorgar concesiones administrativas para la realización de una de las fases importantes de la cadena hidrocarburífera, el trans-porte y la distribución de gas por redes.
El artículo 46 señala que las tarifas para el Transporte y para la Distribución de Gas Natural por Redes, deberán ser aprobadas, también, por la Superintendencia de Hidro-carburos, bajo dos principios: “a) Asegurar la tarifa más baja a los usuarios precautelando la seguridad, continui-dad del servicio y la expansión de los mismos a nivel nacional” y “b) Permitir a los concesionarios, bajo una ad-ministración racional, prudente y eficiente, percibir los in-gresos suficientes para cubrir todos sus costos operativos e impuestos, con excepción del Impuesto a la Remisión de Utilidades al Exterior, depreciaciones y costos financieros y obtener una tasa de retorno adecuada y razonable sobre su patrimonio neto”.
3.4.1 Transporte de hidrocarburos por ductos
De acuerdo al Artículo 48, “Los interesados en obtener una concesión para la construcción y operación de ductos y estaciones para el Transporte de hidrocarburos, deberán presentar su solicitud a la Superintendencia de Hidrocar-buros, la misma que otorgará la concesión por resolución administrativa”.
Para incentivar la industrialización, el Artículo 52 indi-ca: “Las empresas que realicen Industrialización del Gas Natural, tendrán derecho a construir y operar los ductos
necesarios para el transporte del Gas Natural a ser utiliza-do como materia prima para su producción”.
Asimismo, se ratifica el libre acceso a los ductos. El Artí-culo 53 dice al respecto: “El Transporte de hidrocarburos por ductos se rige por el principio de libre acceso, sujeto a dispo-nibilidad de capacidad, que permite a todo usuario o carga-dor utilizar las instalaciones de las empresas de transporte”.
3.4.2 De la Distribución de gas por redes
Sobre las concesiones y el derecho exclusivo para la distribución de gas por redes, los artículos 55 y 56 del Pro-yecto de Ley señalan: “Las concesiones para el servicio de Distribución de Gas por Redes se otorgarán mediante reso-lución administrativa, previa licitación pública convocada por la Superintendencia de Hidrocarburos”. “Los concesio-narios de distribución de Gas Natural por redes tendrán el derecho exclusivo de proveer Gas Natural a todos los con-sumidores del área geográfica de su concesión, con excep-ción de las plantas generadoras termoeléctricas, las refine-rías y los proyectos de Industrialización de Gas Natural”.
3.5 Refinación, Almacenaje e Industrialización
de hidrocarburos
Para estas tres importantes actividades petroleras existe plena libertad para las empresas, no se contemplan ni con-cesiones ni contratos, sólo es necesaria una licencia otorgada por la Superintendencia de Hidrocarburos. Así lo establece el Artículo 57 del proyecto de ley: “La Refinación, Almace-naje e Industrialización de los hidrocarburos podrá ser rea-lizada por personas individuales o colectivas, nacionales o extranjeras, públicas o privadas, previa licencia otorgada por la Superintendencia de Hidrocarburos y de acuerdo a reglamentos específicos que normen esta actividad”.
Los artículos 58 y 59 del proyecto de ley ratifican que la Refinación y Almacenaje de Hidrocarburos son actividades libres sujetas a regulación por parte de la Superintendencia de Hidrocarburos.
Si bien prevalece el marco de libertad para iniciar las actividades señaladas, no se dice absolutamente nada so-bre el monopolio que existe en la actualidad en el ámbito de la refinación, monopolio a cargo de la empresa brasile-ña Empresa Boliviana de Refinación (EBR), como resultado de la privatización efectuada en el gobierno de Banzer. Sería conveniente romper este monopolio y permitir que
YPFB retorne a esta actividad, más aún si hoy en día existe déficit de gasolina y diesel oil en el país.
A propósito de la actividad de industrialización, el Artículo 60 de la propuesta de ley señala: “Las empresas que realicen Industrialización del Gas Natural y exporten más del 70% de su producción, estarán exentas del pago del Gravamen Arancelario (GA) y del Impuesto al Valor Agregado (IVA) aplicables a la importación de bienes de capital e insumos necesarios para los correspondientes pro-cesos productivos”. Este artículo expresa un primer paso hacia la creación de condiciones para impulsar emprendi-mientos industriales en el país.
3.6 Hidrocarburos Existentes y Nuevos
El Artículo 10 del proyecto de ley ratifica la clasificación de Hidrocarburos Existentes y Nuevos establecida por la primera gestión presidencial de Gonzalo Sánchez de Lozada, a través de la Ley Nº 1731. Esta clasificación es la base de la política discriminatoria de regalías, pues los hidrocarburos Existentes pagan 50% mientras que los Nuevos sólo el 18%. A pesar de clamor popular que exige revertir esta situación, la Propuesta de Ley del presidente Mesa mantiene esta clasificación y su correspondiente discriminación en el pago de regalías.
Los antecedentes de esta política se remontan a la década de los años 90, cuando se inicia el proceso de privatización de la industria petrolera en varios países de América Latina y se instauran regalías notoriamente más bajas a las que estaban vigentes. Ese fue el caso de Bolivia. Una década después, en esos mismos países se escuchan voces y corrientes sociales que exigen revertir esta situación. En el fondo, la exigencia de mayo-res regalías expmayo-resa la disputa de la renta petrolera entre las transnacionales y los Estados nacionales. Pero además, este fenómeno se enmarca en el proceso de integración de varios países latinoamericanos a la economía mundial a través de encadenamientos productivos globales que reproducen el viejo esquema de relaciones desiguales en el que esos países entre-gan materias primas o recursos naturales no renovables a em-presas extranjeras que controlan toda la cadena hidrocarburífera y que, por tanto, obtienen márgenes significativos de ganancias en desmedro de los ingresos de los Estados nacionales.
Por todo esto, es previsible que la propuesta de ley del Gobierno provoque la reacción de los movimientos socia-les y, seguramente, una profunda discusión en el Congreso Nacional dirigida a revertir la arbitraria como inaceptable diferenciación de regalías.
3.7 Patentes, Regalías y Participaciones Petroleras
y el Impuesto Complementario a los Hidrocarburos
Los artículos 61 al 75 del proyecto de Ley de Hidrocar-buros hacen mención al pago de Patentes, Regalías, Parti-cipaciones y del Impuesto Complementario a los Hidro-carburos (ICH).3.7.1 Patentes
Los artículos 61 al 64 del proyecto de ley establecen el pago de Patentes por el uso de áreas hidrocarburíferas
sujetas a contratos. Las Patentes se pagarán en anualida-des adelantadas. La Superintendencia de Hidrocarburos, que actuará como agente de retención, tendrá a su cargo el pago de Patentes al Tesoro General de la Nación.
En áreas calificadas como Zonas Tradicionales, las Pa-tentes anuales se pagarán en moneda nacional con mante-nimiento de valor de acuerdo a la siguiente escala actuali-zada al mes de diciembre de 2003:
• Del primer al tercer año inclusive, Bs. 4,67 por hectárea. • Del cuarto al quinto año inclusive, Bs.9,34 por hectárea. • Del sexto al séptimo año inclusive, Bs.18,68 por hectárea. • Del octavo año en adelante, Bs. 37,37 por hectárea.
“Las Patentes para Zonas no Tradicionales, se estable-cen en el 50% de los valores señalados para las Zonas Tradicionales”, determina el Artículo 63 de la propuesta de ley, además de señalar que “El 10% de las recaudaciones de las patentes serán transferidas y destinadas al Ministe-rio de Minería e Hidrocarburos a fin de su fortalecimiento institucional con el objeto de financiar sus costos operativos, de investigación y desarrollo”.
3.7.2 Regalías y Participaciones
Los artículos 65 al 68 del proyecto de ley fijan Regalías y Participaciones bajo el mismo enfoque de la Ley de Hi-drocarburos 1689. De acuerdo a estos artículos, YPFB y el Titular de los Contratos están sujetos al pago de regalías y participaciones “sobre la Producción Fiscalizada”. Se en-tiende por “producción fiscalizada” a aquellos “volúme-nes de Hidrocarburos medidos en el Punto de Fiscalización de la Producción”. Las Regalías y Participaciones se esta-blecen de la siguiente manera:
• Regalía Departamental, equivalente al once por cien-to (11%) de la Producción Fiscalizada de hidrocarbu-ros, pagadera en beneficio del departamento donde se origina la producción.
• Regalía Nacional Compensatoria del uno por ciento (1%) de la Producción Fiscalizada de los hidrocarbu-ros, pagadera a los departamentos de Beni y Pando, de acuerdo a lo dispuesto en la Ley Nº 981 del 7 de marzo de 1988.
• Participación del seis por ciento (6%) de la Producción Fiscalizada de hidrocarburos, distribuida de la siguien-te manera: tres por ciento (3%) en favor de YPFB autár-quico; dos por ciento (2%) en favor del Tesoro General de la Nación y uno por ciento (1%) en favor de la Superintendencia de Hidrocarburos para cubrir los gastos operativos de fiscalización y control de las acti-vidades de exploración y explotación.
• Regalía Nacional Complementaria a la producción de Hidrocarburos Existentes del trece por ciento (13%) del valor de la Producción Fiscalizada de Hidrocar buros Existentes, a favor del Tesoro General de la Nación.
• Participación Nacional del diecinueve por ciento (19%) sobre el valor de la Producción Fiscalizada de Hidrocar-buros Existentes, que se pagará al Tesoro General de la Nación.
Esta estructura del pago de Regalías y Participaciones reproduce la misma filosofía y concepción del actual régimen jurídico hidrocarburífero, el heredado de la primera gestión de Sánchez de Lozada: los hidrocarburos Existentes pagarán el 50% y los Hidrocarburos Nuevos el 18%. La diferencia entre unos y otros radica en que los segundos –los hidrocar-buros Nuevos– no pagan la Regalía Nacional Complementa-ria del 13% y la Participación Nacional del 19% cuya suma
llega al 32%, un porcentaje que el Tesoro General de la Na-ción (TGN) deja de percibir.
Debe recordarse además, que los hidrocarburos Existen-tes se encuentran en un proceso acelerado de declinación, lo que quiere decir que pronto dejarán de pagar la Regalía Na-cional Complementaria (13%) y la Participación NaNa-cional (19%), hecho que ratifica la merma de ingresos del TGN en un 32%.
La única diferencia entre el régimen hidrocarburífero actual (Ley de Hidrocarburos 1689) y la propuesta de ley del gobierno de Carlos Mesa es la distribución del 6% de Participación Nacional que beneficiará al TGN, YPFB y a la Superintendencia de Hidrocarburos. El proyecto de ley no explica los criterios que guiaron el establecimiento de esta distribución.
Otro aspecto de la propuesta de ley que merece un apunte es el referido al concepto del “take or pay”. Como se ha explicado aquí, este concepto surge del Contrato de Compra-Venta de Gas a Brasil y consiste en el pago de los volúmenes comprometidos aún si no se los llegó a comprar efectivamente. En el Contrato mencionado, no quedaba claro cuándo se efectuaba el pago o cumplimento del “take or pay”, falencia que corrige el proyecto de ley al señalar que las empresas comprometidas en la venta de gas a Brasil deberán pagar Regalías y Participaciones en el mo-mento en que reciban los pagos por el “take or pay” y no en el momento en que ocurra la producción.
El Artículo 66 del proyecto de ley también merece un breve comentario. Dicho artículo concede facilidades a las empresas petroleras para el pago de la Regalía Nacional Complementaria: “Los pagos realizados por concepto del Impuesto sobre las Utilidades de las Empresas (IUE) y del Impuesto a la Remisión de Utilidades al Exterior (IRUE), atribuibles a Hidrocarburos Existentes, son acreditables contra la Regalía Nacional Complementaria de las gestio-nes fiscales siguientes, hasta su total agotamiento”.
En buenas cuentas, este artículo tiende a reducir la captación de ingresos por parte del Tesoro General de la Nación puesto que los pagos realizados por concepto del
IUE y del IRUE, aplicados a los hidrocarburos Existentes, en los hechos, son un adelanto por el pago de la Regalía Nacional Complementaria. En el caso de que el pago de los dos impuestos sea igual a la mencionada Regalía, las empresas ya no pagarán montos adicionales puesto que ambos montos se compensarán.
Finalmente, para cerrar este acápite, debe decirse que la ley propuesta en el artículo 67 hace especial énfasis en el hecho de que el régimen de Patentes y Regalías se manten-drá estable durante la vigencia de los contratos que se suscriban bajo su amparo. Como ocurre en la actualidad, se ratifica que el Ministerio de Minería e Hidrocarburos es el responsable de administrar el sistema de recaudación de Regalías y Participaciones.
3.7.3 Impuesto Complementario
a los Hidrocarburos (ICH)
Los artículos 69 al 75 del proyecto de ley definen el Impuesto Complementario a los Hidrocarburos (ICH): el suje-to pasivo del ICH es toda persona vinculada a la fase de explotación de los hidrocarburos denominados Nuevos; el objeto del ICH es la comercialización de los hidrocarburos producidos; están exentos del ICH la comercialización de los hidrocarburos Existentes y la comercialización de gas natural en el mercado interno. El ICH es acreditable contra el Impues-to a las Utilidades de Empresas (IUE) que producen o explo-tan hidrocarburos Nuevos.
Es relevante, además, considerar que los productos gra-vados por el ICH no están gravados por el Impuesto Especial a los Hidrocarburos y sus Derivados (IEHD). Asimismo, los productos gravados por el IEHD no están gravados por el ICH.
La creación de este impuesto pretende responder a las reivindicaciones surgidas en el país a lo largo de los últi-mos años, pero en especial, a aquellas expresadas dramáti-camente en los acontecimientos de octubre de 2003. El ICH, en términos políticos, es el reconocimiento de que el Esta-do boliviano no recibe ingresos acordes con la magnitud de las reservas y los probables proyectos de comercia-lización de gas natural que se desarrollarán en el futuro. Con el ICH, el discurso que proclama la recuperación de parte de la renta petrolera, hasta ahora un tanto lírico, comienza a materializarse.
Analizamos a continuación, las características de este im-puesto a partir de los siguientes aspectos: a) Productos Grava-dos por el ICH; b) Alícuotas del ICH; c) Precios de Referencia para la aplicación del ICH; d) Relación del ICH con el IUE; y e) Asignación de los recursos provenientes del ICH.
Productos gravados por el ICH
Respecto de los productos gravados con el ICH, el Artí-culo 72 del proyecto de ley señala que el ICH alcanza en la primera etapa de la comercialización a los siguientes pro-ductos:
1. Gas Natural destinado a la exportación;
2. Gas Licuado de Petróleo de Plantas
(GLP de Plantas) destinado a la exportación;
3. GLP de Plantas destinado al mercado interno;
4. Petróleo destinado a la exportación;
5. Petróleo destinado al mercado interno. Alícuotas del ICH
La determinación de los porcentajes o alícuotas del
de comercialización de petróleo y gas natural. En otras palabras, este impuesto inducirá al incremento de las inversiones orientadas a la producción y no así a la explo-ración.
Al respecto, el Artículo 73 del Proyecto de Ley, en su primera parte, señala:
• Si el volumen promedio comercializado de petróleo en un mes dado es menor a 500 barriles diarios, la alícuota correspondiente será del 2%.
• Si el volumen promedio comercializado de petróleo en un mes está entre 500 y 1.000 barriles diarios, la alícuota será del 5%.
• Si el promedio de gas natural comercializado en un mes dado es menor a 20.000 millones de BTU diarios, la alícuota correspondiente será del 2%.
• Si el promedio de gas natural comercializado en un mes está entre 20.000 y 40.000 millones de BTU dia-rios, la alícuota será del 5%.
El mismo Artículo 73 del Proyecto de Ley, continúa: “Si los volúmenes comercializados de petróleo y gas natu-ral fuesen mayores a los indicados en el párrafo anterior y, para el GLP en todos los casos, las alícuotas del ICH irán variando a medida que pasen los años, de conformidad con el cuadro siguiente:
Alícuotas Anuales Promedio
(sobre el valor total de los productos comercializados en un año dado)
AÑO CALENDARIO ALÍCUOTA (%)
2004 10
2005 10
2006 10
